Трудная нефть Шингинки

Правда, в прошлом году, согласно данным «ЦДУ ТЭК», здесь было добыто 357,7 тыс. т нефти. Это почти на 20% меньше, чем в 2022 году. Среди причин такого падения производства можно назвать сокращение добычи в рамках договоренностей ОПЕК+, а также санкционное давление со стороны «недружественных» стран, которое в определенной степени отражается на работе предприятия (в первую очередь в плане применения технологий производства ТрИЗ). Тем не менее в «Газпромнефть-Востоке» понимают ценность отдаленного автономного промысла, наращивая на Шингинском месторождении эксплуатационную проходку. Так, по итогам 2023 года, как отмечают в «ЦДУ ТЭК», было пробурено 45 927 тыс. м, что на 4 386 тыс. м, или на 9,55%, больше, чем в 2022-м, а если сравнить показатели по бурению с 2021 годом, то рост окажется еще более значительным — на 37 186 тыс. м, или на 81%. А значит, уже в краткосрочной перспективе здесь можно ждать взрывного роста и нефтедобычи.

По данным «ЦДУ ТЭК»

По данным «ЦДУ ТЭК»

Вкратце

Опорная база Шингинского месторождения:

• вахтовый поселок;
• водоочистные сооружения;
• пункт слива-налива нефти;
• внутрипромысловые трубопроводы, автодороги месторождения;
• напорный нефтепровод ДНС Шингинского месторождения — Лугинецкое месторождение;
• объекты утилизации попутного нефтяного газа;
• полигон утилизации промышленных и бытовых отходов.

На месторождении принята герметизированная однотрубная система сбора продукции скважин с кустов на ДНС с УПСВ, где происходит дегазация и обезвоживание продукции скважин, а товарная нефть подается на пункт сдачи нефти Лугинецкого месторождения.

Территория

Лицензионный участок (ЛУ), на котором находится Шингинское нефтяное месторождение, расположен на землях Осиповского и Чижапского участковых лесничеств (Кедровского и Каргасокского лесничеств), в районе междуречья рек Нюрольки и Чижапки (левый приток реки Васюган). В административном отношении его можно отнести к Каргасокскому району Томской области.

Районный центр — поселок Каргасок — находится в 150 км от промысла. Ближайшие населённые пункты, город Кедровый и поселок Пудино, располагаются в 100 км к юго-востоку. В относительной близости от Шингинки (30 км юго-восточнее) — вахтовый посёлок Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения.

Территория района малонаселённая. Район работ экономически освоен слабо. Местное население занимается в основном лесозаготовками, животноводством, промысловой охотой, а в последние десятилетия — работами на нефтепромыслах. Шоссейные и железная дорога в райо­не месторождения отсутствуют. До ближайшей железнодорожной станции в Томске — 440 километров. Буровое оборудование, строительные и общехозяйственные грузы транспортируются в основном водным путём в период навигации и вертолетами, а также зимой — по зимникам автомобильным транспортом.

В гидрографическом отношении ЛУ представляет собой водораздельное слабовсхолмленное плато, которое расчленено речными долинами с пойменными террасами. Река Чижапка судоходна для маломерных судов в начале навигации. Она находится в 40 км от месторождения.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и холодная, температура достигает –55 °С; лето — короткое и достаточно теплое (до +35 °С — в июле). Снежный покров лежит с ноября по май, толщина его достигает 80–100 сантиметров.

Территория более чем наполовину покрыта смешанным лесом. Из древесных пород преобладают сосна, берёза, осина, кедр. Вдоль берегов рек и ручьев — заросли кустарников.

Почвенный покров представлен подзолистыми и болотно-подзолистыми почвами, которые в сельскохозяйственном отношении малопродуктивны.

Территория работ относится к районам с избыточным увлажнением. За год выпадает более 500 мм осадков, причём с осадками бывает половина дней в году. Наибольшее количество осадков выпадает в осенне-зимний период. Уровень грунтовых вод находится на глубине от 5 до 25 мет­ров. Несмотря на обилие поверхностных вод, для водоснабжения как питьевой, так и технической водой следует бурить водозаборные скважины глубиной до 170 метров.

Неясно, что означает само слово — «шингинка». С монгольского языка «шингэн» переводится как «текучий»; с карельского singuо — «дергать, теребить, приводить в порядок». Но, наверное, правильней будет, если слово «шингин» отнести к селькупскому языку, поскольку селькупы являются коренным народом в этой местности. И тогда путем несложных комбинаций можно прийти к такой версии: «ши» — «соболь» (что вполне приемлемо для промыслового региона), «гы» — «река».

Открытие

Первые геологические отчеты о результатах сейсморазведочных работ, благодаря которым было выявлено перспективное с точки зрения углеводородных запасов Шингинское поднятие, датируется 1960-ми годами. В полевые сезоны 1960–1961 годов, а затем 1965–1966, 1966–1967 и 1968–1969 годов геофизики производственного геологического объединения «Томскнефтегазгеология» детализировали и подготовили к глубокому бурению сводовую часть Шингинской структуры по основному отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты). Однако первая скважина, как утверждает доцент кафедры геологии и разработки нефтегазовых месторождений Национального исследовательского Томского политехнического университета Татьяна Гайдукова, оказалась «сухой», а следующие, хоть и дали нефть, но дебиты были крайне малы. Тем не менее поисковая скважина № 195, пробуренная летом 1971 года бригадой Васюганской нефте­разведочной экспедиции, при опробовании верхней части горизонта Ю₁ в интервале 2616–2636 м дала фонтан нефти дебитом 28,9 куб. м в сутки на 8 мм штуцере. Это событие стало основанием для того, чтобы заявить об открытии месторождения. Отрадно, что официальная дата рождения Шингинки 31 июля 1971 года не затерялась в анналах истории, как и имена отцов-первооткрывателей главного геолога предприятия «Томскнефтегазгеологии» Николая Коптяева, бурового мастера Усманова, мастера бригады по испытанию Куренного и составителя первой структурной карты (по ней закладывались первые поисковые скважины) Ускова.

Справедливости ради нужно сказать, что долгое время Шингинское месторождение считалось малоперспективным, поскольку дебит пробуренных скважин на фоне соседних богатых промыслов был мизерным. На заре разработки шингинские скважины давали в сутки 10–15 т нефти, в то время как нормальный суточный дебит по отрасли составлял 200–300 т на скважину. Поэтому неперспективные скважины решили законсервировать, и о проблемном активе на какой-то период забыли.

Шесть проектов

Интерес к Шингинке снова возник в конце 1980-х годов, когда крупные открытия происходили все реже, а страна по-прежнему нуждалась в приросте углеводородных запасов. В 1989 году на участке была проведена повторная сейсмика. По итогам полевых сезонов были проанализированы данные исследований, которые показали, что залежи здесь нетрадиционные. Геологи подготовили необходимую документацию, чертежи, сейсмический разрез по профилю, что послужило основой для проекта пробной эксплуатации, который утверждён Центральной комиссией по разработке месторождений (ЦКР) в 1994 году (протокол ЦКР № 1673). В дальнейшем для Шингинки разработают еще пять подобных проектов.

Согласно самому первому из них, на месторождении предусматривалось бурение 14 добывающих и 5 нагнетательных скважин. Но в результате ограничились одной разведочной скважиной № 301, которая и положила начало пробной эксплуатации в 1997 году в режиме сезонных работ, в условиях отсутствия нефтепровода. Разработка велась в зимнее время в течение 3–4 месяцев. Накопленная добыча нефти на месторождении в эти годы составляла от 128 т до 1008 тонн. Скважина работала с практически безводной нефтью, средний дебит составлял 11,7 т в сутки. Поэтому, как считали в Мингео, смысла выводить месторождение на проектную мощность не было. Тем не менее в проектной документации среди задач прописывалось уточнение геолого-промысловых характеристик продуктивного пласта и разработка рекомендаций по освоению запасов нефти. Поэтому по согласованию с Госгортехнадзором РФ (протокол № 767 от 27 июня 2000 года) пробную эксплуатацию все же было решено продлить до 1 января 2004 года.

В 1999 году выполнена работа «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Томскнефтегазгеология» на период действия лицензионных соглашений (протокол ЦКР № 2437). А в 2001 году лицензию на разработку Шингинки переоформили на ООО «Шингинское».

С 2003 года в качестве проектного документа была «Технологическая схема разработки Шингинского место­рождения» (утвержден протоколом ЦКР МЭ № 3022), которую подготовили в компании «ТЕХНОЙЛ». Но достичь проектных показателей, прописанных в «Технологической схеме 2003 года», не удавалось в связи с задержкой обустройства месторождения (в период 2004–2005 годов месторождение не эксплуатировалось и не производились запланированные буровые работы). Так, по причине отсутствия нефтепровода в 2006 году не подключались пробуренные новые скважины. А фактические годовые показатели по добыче оказались на порядок ниже проектных (19,9 тыс. т — проект, 1,5 тыс. т — факт). Выше предполагаемой была обводненность скважин (1,5% — проект, 13% — факт). При этом бурение горизонтальных скважин и ГРП планировалось на период 2009–2011 годов.

В апреле 2004 года 100% акций ООО «Шингинское» приобрела компания «Сибнефть», контрольный пакет акций которой уже в 2005 году перешел под контроль «Газпрома». Так родилась одна из ведущих российских ВИНК — «Газпром нефть». В этот же период, в сентябре 2005 года, была создана компания «Газпромнефть-Восток» («дочка» «Газпром нефти»), основным видом деятельности которой являются добыча нефти и попутного нефтяного газа на территории Томской и Омской областей.

Таким образом, у Шингинского месторождения появился шанс доказать, что его еще рано списывать со счетов. И нужно сказать, что нефтяники «Газпромнефть-Востока» этим шансом воспользовались. 2006 год фактически стал годом второго рождения Шингинки.

На промысле приступили к бурению 10 эксплуатационных скважин. К концу 2006 года удалось пробурить 6 скважин, в декабре две из них запустили в эксплуатацию. При этом, если по скважине № 167 дебит составлял 9,9 т нефти в сутки с обводненностью 3,8%, то по скважине № 185 добыча достигла 34,2 т/сут. с обводненностью 5,8%. Такие низкие дебиты не устраивали никого, в руководстве «Газпром нефти» заговорили о том, что месторождение нерентабельно, планировали закрыть его, а участок вернуть в нераспределенный фонд недр. Но руководивший в то время «Газпромнефть-Востоком» Михаил Марков сумел доказать перспективность Шингинки. «Газпром нефть» выделила средства на более детальную и основательную геологоразведку, а также на применение технологии гидроразрыва пласта (ГРП). Марков был прав, такой подход сработал. В результате ГРП притоки нефти значительно выросли.

В апреле — марте 2007 года в пробную эксплуатацию ввели скважины №№ 168, 175, 177, 179, 204, 205, 222 с дебитами нефти от 8,6 т/сут. (скважина № 179) до 86,4 т/сут. (скважина № 177). На всех объектах был проведен гидроразрыв пласта. По данным на апрель 2007 года в работе находились две добывающие скважины № 204 и № 222 со средними дебитам нефти 39 т/сут. и 26 т/сут. и обводненностью продукции 7,1% и 3,7% соответственно. Остальные скважины остановлены после одного-двух месяцев работы.

В августе 2007 года после завершения строительства трубопровода Шингинское месторождение запустили в промышленную эксплуатацию. По состоянию на 16 сентября 2007 года здесь числилось 13 скважин, включая 5 разведочных и 8 добывающих. 5 добывающих скважин были оснащены глубинными китайскими насосами SPI.

Из воспоминаний Михаила Маркова, руководившего в 2006 году «Газпромнефть-Востоком»: «Мы понимали, что это непростое месторождение. Но находить ключи к таким сложным активам — это и есть наша задача. Когда в 1980-х годах принималось решение о консервации Шингинского месторождения, в стране было много легкой нефти, технологии для работы с трудными запасами активно не использовались, и это было правильно для того периода, но в начале 2000-х, когда легкой нефти стало гораздо меньше, и появились новые технологии, отказываться от разработки Шингинки было нецелесообразно. Главным нашим аргументом стало наличие партнеров и технологий, которые позволяли раскрыть потенциал этого актива».

Изменение геологической модели продуктивного пласта послужило основанием для составления нового технологического документа, регламентирующего добычу нефти на промысле. С 2008 года таким документом стало «Дополнение к технологической схеме разработки Шингинского месторождения», разработанное в 2007 году Научно-аналитическим департаментом «Газпром нефти» и утвержденное протоколом ЦКР № 4254 от 20 марта 2008 года с основными положениями и технологическими показателями.

В 2009 году сотрудниками «Газпромнефть-НТЦ» был разработан «Авторский надзор за реализацией проектных решений по разработке Шингинского месторождения», на основании которого анализировалось выполнение проектных решений, принятых в «Дополнение к технологической схеме разработки», уточнялись технологические показатели, составлялись рекомендации по оптимизации системы освоения. В качестве объекта разработки рассматривался пласт Ю₁¹. В течение трех лет планировалось запустить 95 эксплуатационных скважин: в 2009 году — 9, в 2010-м — 50, в 2011-м — 9. Общий фонд скважин должен был составить 113 скважин, в том числе 71 добывающая (из них — 15 горизонтальных) и 42 нагнетательных.

В ходе работ на Шингинском месторождении система разработки залежи с помощью вертикальных и горизонтальных скважин была сохранена. Но с целью предотвращения рисков, связанных с бурением горизонтальных скважин, проектную схему в зонах максимальных нефтенасыщенных толщин пласта пришлось скорректировать. С целью предотвращения негативных последствий корректировки проектной системы вместо бурения одной горизонтальной скважины предлагалось бурение двух вертикальных или наклонно-направленных скважин с проведением в них ГРП. Плотность сетки скважин относительно проектной не изменилась и составила 22 га на скважину.

В 2007–2009 годах на территории месторождения проведены сейсмические работы 3D, выполнен большой объем эксплуатационного бурения, к имеющемуся керновому материалу скважины № 185 добавились новые данные по результатам исследований керна скв. 342, появились новые данные по исследованию поверхностных и глубинных проб нефти.

По данным Национального исследовательского Томского политехнического университета

О ГРП

В ноябре 2008 года на Шингинке была введена в разработку первая горизонтальная скважина №335Г. Ввод ее в эксплуатацию планировался с гидроразрывом пласта, но проведение ГРП проходило с отклонением от программы. Операция была остановлена на первой стадии закачки из-за невозможности транспортировки проппантной смеси ввиду некачественной перфорации хвостовика. Таким образом, скважина №335Г до декабря 2009 года работала на естественном режиме фильтрации без дополнительной трещиноватости.

В апреле 2010 года ГРП удалось произвести. После запуска дебиты по нефти составили 19,6 т в сутки при обводненности — 47,5%. В дальнейшем дебит по нефти и жидкости несколько снизился, обводненность стабилизировалась на уровне 14%.

В 2010 году «Газпромнефть-НТЦ» проанализировал данные сейсмических работ 3D, проведенных в 2007–2009 годах, а также результаты исследования керна скважины № 342 и информацию по исследованию поверхностных и глубинных проб нефти; был выполнен новый подсчет запасов нефти и обоснования КИН. На основании пересчета запасов и утвержденного КИН в 2011 году утвердили «Дополнение к Технологической схеме разработки Шингинского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра от 1 ноября 2011 года № 31–11), которое в настоящее время является действующим проектным документом. В нем прописано, что основные запасы нефти месторождения приурочены к верхнеюрским отложениям, извлекаемые ресурсы составляют более 11 млн тонн.

По состоянию на 1 января 2011 года пробуренный фонд Шингинки составлял 120 скважин, в том числе 5 разведочных, 87 эксплуатационных. За период с 2006 года по 2012 год на месторождении осуществили: 129 операций ГРП, 10 раз проводили смену способа эксплуатации скважин, перевод под закачку — 40 операций, 18 операций по вводу скважин из бездействия, 3 ввода нагнетательных скважин. Дополнительная добыча нефти за счет реализации геолого-технических мероприятий (ГТМ) оценена в 1932 тыс. т, что составило 96% от накопленной добычи нефти по Шингинскому месторождению в этот период разработки. Причем из основных видов ГТМ здесь применяли в основном ГРП, остальные виды мероприятий на добычные данные существенного влияния не имели.

Как показали результаты проведения ГТМ, применение ГРП на Шингинском характеризуется значительной технологической эффективностью. Дополнительная добыча пос­ле ГРП за период 2006–2012 годов составила 1722 тыс. тонн. В целом по месторождению на объекте Ю₁ после проведения ГРП средний стартовый дебит жидкости составил 86 куб. м в сутки, нефти — 48 т в сутки; средний прирост дебита нефти составил 30 т в сутки, на новом фонде — 36 т в сутки. Средняя продолжительность эффекта при этом составила 19 месяцев.

Специалистами было рекомендовано и в дальнейшем применять ГРП на новых скважинах с целью дальнейшей стимуляции продуктивных пластов на Шингинском место­рождении.

Нефтегазоносность и характеристика продуктивного пласта

Как отмечают геологи, основным нефтегазоносным комплексом Шингинского поднятия являются отложения васюганской свиты — верхнеюрский нефтегазовый комплекс (НГК). Васюганская свита подразделяется на глинистую нижневасюганскую подсвиту и песчаный горизонт Ю₁. В горизонте Ю₁ выделяют подугольную, межугольную и надугольную толщи. Промышленная нефтеносность обусловлена наличием залежи в песчно-алевролитовом пласте Ю₁^1–2 надугольной толщи, который характеризуется сложным геологическим строением за счет литологической изменчивости пластов коллекторов. Пласт состоит из двух интервалов Ю₁¹ и Ю₁². Они неравномерно распространены по площади и гидродинамически связаны. Залежь пластовая сводовая, в северо-восточной части осложнена зоной литологического замещения. Размер залежи 9,8 × 2–7,4 км, высота 33 м, площадь до внешнего контура нефтеносности — 38,8 кв. километра. Ширина водонефтяной зоны от десятков метров до 2 километров. Эффективные толщины пласта колеблются от 2,6 до 17,2 м, эффективные нефтенасыщенные толщины — в интервале от 7,4 до 13,6 м; средние эффективные нефтенасыщенные толщины — 7,1 м; песчанистость — 0,63.

Согласно ГОСТ Р 51 858–2002, нефть в пласте Ю₁^1–2классифицируется как малосернистая (класс 1), по плотности лёгкая (тип 1). При разгазировании представительных глубинных проб пластовой нефти были получены следующие характеристики: плотность пластовой нефти — 745 кг/куб. м; объёмный коэффициент — 1,317; газосодержание — 124 куб. м/т; давление насыщения при пластовой температуре — 10,7 Мп; динамическая вязкость пластовой нефти — 0,57 мПа∙с. Основные характеристики залежи пласта Ю₁^1–2 приведены в таблице.

По данным Национального исследовательского Томского политехнического университета

В стадии активной разработки

В настоящее время Шингинское месторождение находится в стадии активного разбуривания и наращивания темпов добычи нефти. Средний текущий дебит нефти по скважинам варьируется от 5 до 50 т в сутки. В 2019 году на 33% скважин Шингинки дебит нефти составлял от 10 до 20 т в сутки; 32% скважин работали с дебитом 20–50 т в сутки; на 4% скважин фиксировалось от 50 до 100 т в сутки; на 30% дебит был менее 10 т в сутки.

По итогам 2023 года на промысле, согласно данным «ЦДУ ТЭК», добыли 357,7 тыс. т нефти, проходка скважин (эксплуатационное бурение) составила 45 927 тыс. метров.

Шингинское месторождение сегодня — это 224 действующих скважины и более 197 км трубопроводов. На территории промысла функционируют 8 кустовых площадок, опорная база управления эксплуатации объектов нефтедобычи (ОБ УЭОН), факельное хозяйство, дожимная насосная станция (ДНС) с установкой предварительного сброса воды (УПСВ), блочная кустовая насосная станция (БКНС).

В 2021 году Главгосэкспертиза России выдала положительное заключение по проекту обустройства Шингинки, который был подготовлен «Научно-проектной и инженерно-экономической компанией». Согласно проектной документации, на промысле построят альтернативную систему газового снабжения уже действующей газотурбинной электростанции (ГТЭС). Сейчас на предприятии используется попутный нефтяной газ Шингинского, Западно-Лугинецкого и Нижнелугинецкого месторождений, который содержит большое количество тяжелых углеводородов и негативно сказывается на работе газотурбинного оборудования. Новая схема газового снабжения ГТЭС позволит использовать менее калорийный по своему содержанию газ с Урманского и Арчинского месторождений для обеспечения собственным электричеством объектов Шингинского, Южно-Шингинского, Западно-Лугинецкого и Нижнелугинецкого месторождений, а также новых перспективных участков. Это стало возможно в результате реализации проекта по созданию газовой инфраструктуры Урмано-Арчинской группы месторождений. В рамках новой газотранспортной системы был построен
97-кило­метровый газопровод, который соединил Урманское и Шингинское месторождения, что позволило принимать эффективные инфраструктурные решения.

Новое обустройство станции предусматривает строительство 500-метрового трубопровода от блока концевых сооружений газопровода «Урманское — Шингинское» до ГТЭС Шингинская. На площадке подготовки топливного газа Шингинской станции будут построены системы измерения и учета количества газа, сепаратор для улавливания капельной жидкости и механических примесей, а также газовый ресивер с целью компенсации пульсации давления топливного газа.

В апреле 2023 года «Газпромнефть-Восток» в партнерстве с Томским политехническим университетом завершили реализацию пилотного проекта по изготовлению деталей для нефтегазового оборудования. При участии сотрудников Инженерной школы новых производственных технологий Томского политеха были изготовлены несколько деталей распределительного блока, который является ключевым в системе смазки компрессоров. Также разработана технология по восстановлению изношенных поверхностей клапанов до начального состояния, в результате чего деталь может использоваться повторно.

«Мы смогли не только разработать конструкторскую и технологическую документацию на определенную линейку оборудования, но и разобрались в нюансах при механической обработке деталей. Итог проекта: мы выработали технологию, которую успешно могут реализовать местные производители», — отметил директор Инженерной школы новых производственных технологий Томского политеха Кайрат Манабаев.

Высокая оценка губернатора

В июне 2023 года Шингинское месторождение посетил губернатор Томской области Владимир Мазур, который дал высокую оценку условиям работы на отдаленных автономных промыслах региона и подчеркнул их соответствие современным требованиям производственной безопасности. Сотрудники «Газпромнефть-Востока» показали губернатору инфраструктуру Шингинского месторождения, в частности — оборудование для полезного использования попутного нефтяного газа, подготовки и сдачи нефти.

Владимир Мазур отметил высокий уровень системы производственной и экологической безопасности предприятия, комфорт социально-бытовых объектов и условия для занятий спортом — в феврале прошлого года на активе открылся спорткомплекс, оборудованный современными тренажерами.